前言：通常光伏業(yè)內衡量電站收益的兩大指標為內部收益率及度電成本。內部收益率(IRR)為25 年光伏項目凈現(xiàn)金流貼現(xiàn)，使得凈現(xiàn)值為0的貼現(xiàn)率，一般要求高于8% 。度電成本(LOCE)為25年光伏總成本(投資 +運維 +利息)/總發(fā)電量，目前平均水平為0.5元/kWh。

通過分析，可以看出，影響以上兩大收益指標的因素主要有以下四個：利用小時數(shù)、系統(tǒng)成本、補貼以及資金成本，本文分別分析下這四個主要因素對收益率的影響。

　　一、利用小時數(shù)

　　由于本地消納能力不足，導致利用小時數(shù)≠光照小時數(shù)，此情況多發(fā)生在西北部地區(qū)，為了提高部分地區(qū)的利用小時數(shù)，國家能源局出臺多項解決辦法。(1)棄光率超過5%不再新增指標;(2)建設特高壓外輸通道;(3)保障性收購;(4)能源局要求2020年棄光率下降至5%以下。利用小時數(shù)提升1%，IRR提升0.2-0.3%。由于西北部地區(qū)可利用小時數(shù)偏低，新增裝機向中東部轉移趨勢顯著。

　　二、系統(tǒng)成本

　　當前階段系統(tǒng)成本多在5-6元/W之間，發(fā)電側平價需達到4元/W以下，度電成本光伏0.5元/kWh左右，尚未平價，降本驅動前期依靠規(guī)模效應，后率提升依靠效率提升。系統(tǒng)成本每降低0.1元/W，IRR提升0.4%。

　　三、補貼

　　光伏電站按光照強度分三類地區(qū)，根據實際發(fā)電量予以補貼，一旦并網，補貼力度不變，補貼20年，由于補貼來源于可再生能附加，而非財政，補貼存在缺口和拖欠問題嚴重。目前該補貼目錄發(fā)至第六批(2016年9月發(fā)布)，涵蓋至2015年2月底前并網的電站，此后便停止更新，也就意味著截至17年底，有165.19GW 項目無法收到補貼，其中風電67.82GW，97.37GW。補貼拖欠直接影響項目現(xiàn)金流，進而對項目收益率產生負面影響，根據測算，假設補貼拖欠在項目建成之后1-5 年發(fā)放，對于光伏項目的收益率影響將達到1-3%。

　　四、資金成本

　　由于政策導向，光伏市場目前已經聚焦在分布式光伏項目上，由于項目規(guī)模相對較小、風險較大，資金成本較低的央企、國企對未建成項目并不感興趣，目前真正投資建設的投資公司融資成本逐月上升。這些投資公司建設期融資成本一般在9-12%，運營期融資租賃成本大約8-12%，穩(wěn)定期金融成本大約在6-8%。資金成本上調1%的情況下，資本金收益率將下降0.8-1%。